Окончание таблицы 2
Категория абразивности |
Время контакта зуба долота с породой, млс
|
Коэффициент трения вооружения долота о породу |
Пористость, % |
Прони-цаемость, мкм2 |
Глинистость, % |
Классификация горной породы |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
3 |
2 |
0,4 |
35 |
- |
15-20 |
М |
4 |
3 |
0,35 |
35 |
- |
15-20 |
МС |
4 |
3 |
0,35 |
33-35 |
- |
15-20 |
МС |
4-5 |
3 |
0,35 |
33-35 |
- |
20-50 |
МЗ |
4 |
3 |
0,35 |
33-35 |
- |
20-50 |
МС |
4 |
3 |
0,35 |
33-35 |
- |
95-100 |
МС |
4-5 |
3,5 |
0,3 |
32 |
- |
95-100 |
МЗ |
3-4 |
3,5 |
0,3 |
28 |
- |
95-100 |
МС |
4 |
3,5 |
0,3 |
25 |
- |
95-100 |
МС |
4 |
3,5 |
0,3 |
20 |
- |
95-100 |
МС |
4-5 |
4 |
0,25 |
20-29 |
0,40-0,60 |
20-30 |
C |
4-5 |
4 |
0,25 |
20-24 |
0,22-0,24 |
15-18 |
C |
4-5 |
4 |
0,25 |
12-18 |
0,30-0,40 |
15-18 |
C |
4-5 |
4,5 |
0,2 |
12-18 |
0,30-0,40 |
15-18 |
C |
Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины
-
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.)
от (верх)
до (низ)
Q
0
70
Озёрно-аллювиальные супеси, серые и желтовато-серые пески с прослоями серых и коричневых охристых песчаных глин и суглинков.
Р3/3
70
150
Глины зеленовато-серые, алевристые с прослоями песка и алеврита с включением глауконита.
Р3/2
150
220
Глины серые аливритовые, алевролиты и кварцево-полевошпатовые пески с прослоями бурых углей.
Р3/1 – Р3/2
220
300
Пески светло-серые, кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с включениями растительных остатков, прослои алевролитов, глин и бурых углей.
Р2/3 – Р3/1
300
470
Глины зеленовато-серые, алевристые, неяснослоистые, встречаются тонкие линзочки известняков и сидерита.
Р2
470
730
Три подсвиты: нижняя часть представлена опоками, средняя-диатомитами и диатомовыми глинами светло-серыми, верхняя - глинами зеленовато-серыми с прослоями глинистых диатомитов.
Р1
730
825
Глины темно-серые с линзочками алевролитов, иногда известковых.
К2
825
910
Глины зеленовато-серые с прослоями известняков и мергелей.
К2
910
1105
В нижней части опоки, опоковидные глины серые и светло-серые. Верхняя подсвита сложена серыми, прослоями зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями диатомовых и опоковидных глин.
К2
1105
1140
Глины темно-серые, плотные с небольшим содержанием алевритового материала.
К2-К1
1140
2040
Пески серые с прослоями глин алевритистых, отмечаются прослои глинистых известняков и сидеритов, алевролиты и глины.
Продолжен
Продолжение таблицы 3
1
2
3
4
К1
2040
2200
Глины аргиллитоподобные, темно-серые, в средней части свиты с прослоями алевролитов, реже песчаников, встречаются маломощные прослойки глинистых известняков.
К1
2200
2470
Переслаивание глин темно-серых, аргиллитоподобных, алевролитов и песчаников.
К1
2470
2550
Верхняя подсвита сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми с невыдержанными по площади алеврито-песчаными пластами. Включения прититизированных водорослей, пирит.
Таблица 4 – Градиенты давлений и температуры по разрезу
-
Индекс стратигра-
фического подразделения
Глубина определения давления, м
Градиенты
пластового давления,
МПа/м10-2
порового давления,
МПа/м 10-2
давления гидроразрыва пород, МПа/м10-2
горного давления,
МПа/м10-2
геотермический,
С/100 м
от (верх)
до (низ)
Q-P2/3
0
470
1,00
1,00
2,2
2,2
3,0
P2/3-K2
470
1140
1,00
1,00
2,0
2,2
3,0
K2-K1
1140
2200
1,00
1,00
1,8
2,2
3,0
K1
2200
2550
1,00
1,00
1,6
2,2
3,0
Таблица 5 – Нефтеносность
-
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Тип коллектора
Плотность
в пластовых условиях, кг/м3
Подвижность, мкм2/Пас
Содержание,
%
Свободный дебит, м3/сут
от
(верх)
до
(низ)
парафина
серы
К1 (БС1)
2500
2510
поровый
790
0,034
1,65
1,1
100
Окончание таблицы 5
-
Газовый фактор, м3/м3
Относительная по воздуху плотность газа
Коэффициент сжимаемости
Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
50
0,779
-
-
Таблица 6 – Водоносность
-
Индекс страти-
графичес-кого подразделения
Интервал, м
Тип коллектора
Плотность, кг/м3
Свободный
дебит, м3/сут
Химический состав воды в мг-эквивалентной форме
от
(верх)
до
(низ)
Анионы
Катионы
Cl4-
SO4-2
HCO3-
Na++К+
Mg++
Ca++
К2-К1
1140
2040
Поровый
1010
1500-2000
100
-
-
93,7
2
4,3
К1 (БС1)
2512
2520
Поровый
1010
22
70,5
-
29,5
97,6
0,4
2
Таблица 7 – Поглощение бурового раствора
-
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)
Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия
от
(верх)
до
(низ)
Q-P2/3
0
470
До 5,0
нет
Отклонение параметров бурового раствора от проектных
К2-К1
1140
2040
До 7,0
нет
К1
2200
2550
До 3,0
нет
Таблица 8 – Осыпи и обвалы стенок скважины
-
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Интенсивность осыпей и обвалов
Проработка интервала этого осложнения
Условия возникновения
от
(верх)
до
(низ)
мощность, м
скорость,
м/ч
Q – P2/3
0
470
Интенсивные
470
100-120
Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора от проектных в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений
Р2/3-К1
470
2200
Слабые
1730
100-120
К1
2200
2550
Слабые
1300
100-120
Таблица 9 – Нефтегазоводопроявления
-
Индекс стратиг-
рафического подразделения
Интервал, м
Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)
Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м
Плотность смеси при появлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
Условия возникновения
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
от
(верх)
до
(низ)
внутреннего
наружного
К2-К1
1140
2040
Вода
-
-
Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора, превышение скорости СПО
Перелив раствора на устье
К1
2240
2246
Нефть
Свободный газ
отсутствует
Плотность смеси
равна плотности нефти
К1
2378
2385
Вода
К1
2500
2510
Нефть
К1
2512
2520
Вода
-
-
Таблица 10– Прихватоопасные зоны
Индекс стратигра- фического подразделения |
Интервал, м |
Условия возникновения |
|
от (верх) |
до (низ) |
||
Q – P2/3 |
0 |
470
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени при остановках бурения и СПО |
Р3/2 – К1
|
470 |
2550 |
|
Таблица 11 – Данные по испытанию (опробованию) пластов в процессе бурения
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Тип опробователя или комплекта испытательных инструментов |
Количество проб, шт. |
|
от (верх) |
до (низ) |
|||
К1 (БС1) |
2500 |
2510 |
КИИ-146-2М |
2 |
Таблица 12– Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Интервал установки цементного моста, м |
Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна |
Тип установки для испытания (освоения): передвижная, стационарная |
Пласт фонтанирующий |
||
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
||||
К1(БС1) |
2500 |
2510 |
- |
- |
Цемент, колонна |
Передвижная |
Нет |
Окончание таблицы 12
Количество режимов (штуцеров) испытания, шт. |
Диаметр штуцеров, мм |
Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на нефть (раствор-нефть), смена воды на нефть (вода-нефть), аэрация (аэрация), понижение уровня компрессорами (компрессор) |
Опорожнение колонны при испытании (освоении) |
|
максимальное снижение уровня, м |
плотность жидкости, кг/м3 |
|||
3 |
- |
Замена солевого раствора на воду, снижение уровня пенной системой |
1710 |
1000 |
Таблица 13 – Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)
Номер объекта (снизу вверх) |
Перфорационная среда |
Мощность перфорации, м |
Вид перфорации: кумулятивная, пулевая снарядная, гидропескоструйная, гидроструйная |
Типоразмер перфоратора |
Количество отверстий на 1 м, шт |
Количество одновременно спускаемых зарядов, шт |
Количество спусков перфоратора |
Предусмотрен ли спуск перфоратора на НКТ |
Насадки для гидропескоструйной перфорации |
||
вид: раствор, нефть, вода |
плотность, кг/м3 |
диаметр, мм |
количество, шт |
||||||||
1 |
СаСl2 |
1160 |
15 |
ПК-105 |
10 |
20 |
3 |
Да |
- |
- |
|
Таблица 14 – Характеристика вскрываемых пластов
Индекс пласта |
Интервал залегания, м |
Тип коллектора |
Тип флюида |
Пористость, % |
Проницаемость, 10-3мкм2 |
Пластовое давление, МПа |
Коэффициент аномальности |
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||
К1 (БС1) |
2500 |
2510 |
Поровый |
Нефть |
22 |
0,23 |
25,1 |
1,0 |
Таблица 15–Геофизические исследования
Методы исследования |
Замеры проводятся в интервале бурения под колонну (глубина по вертикали, м) |
||
кондуктор |
эксплуатационная |
||
М 1:500 |
М 1:500 |
М 1:200 |
|
от 0 до 450 |
от 450 до 2000 |
от 2000 до 2550 |
|
Исследования в не обсаженной скважине |
|||
Стандартный каротаж |
|
|
|
АМ0,5 и ПС |
+ |
+ |
+ |
БКЗ зондами |
|
|
+ |
А0,4М0,1N |
|
|
+ |
А1,0М0,1N |
|
|
+ |
А2М0,5N |
|
|
+ |
А4М0,5N |
|
|
+ |
А8М1N |
|
|
+ |
А0,5М2N |
|
|
+ |
Резистивиметрия |
|
|
+ |
Индукционный каротаж |
|
+ |
|
Боковой каротаж |
|
|
+ |
Микробоковой каротаж |
|
|
+ |
Кавернометрия |
|
|
+ |
Инклинометрия |
+ |
+ |
+ |
Газовый каротаж |
|
+ |
+ |
Детальный механический каротаж |
|
+ |
+ |